Авг 07
Привет!
Проектируя месторождения в MORE, столкнулся со следующей ситуацией - по результатам моделирования получаю КИН=0.46 для карбонатного коллектора,что не соответствует реальности и требованиям заказчика. Кто сталкивался с подобной ситуацией- дайте пожалуйста совет!
Заранее спасибо!
Опубликовано
13 Авг 2007
Активность
35
ответов
5369
просмотров
12
участников
0
Рейтинг
Модель на то и модель, что дает лишь приближенную картину пласта. Поспрашивай геологов, у них всегда параметры в какой то степени допуска варьируются. Поиграй параметрами и подбей под нужный заказчику КИН. Нам то понятно, что по сути это шаманство, но клиент платит, стал быть заказывает музыку.
Так у тебя наверняка коэффициент охвата стремиться к единице
Довольно частая ситуация.
Одна из возможных причин:
- большая степень укрупнения (апскейлинга) без апскейлинга фазовых, т.е. месторождение в гидродинамической модели стало более гомогенным чем в геологической.
Т.е произошло укрупнение ячеек сетки с усреднением всех величин,но укрупненной ячейке теперь соответствует несколько фазовых?
Резервуар карбонатный, стал быть трещинноватый, ты значит двойную пористость и проницаемость моделируешь?
Так если у тебя коэффициент охвата по модели 0.77 (хороший тон-плотная сетка, ЦКР довольна ), а коэффициент вытеснения утвержденный , который получается порядка 0,45/0,77=0,58. То все правильно, по крайней мере на имеющихся данных.
Вот только вопрос - не великоват ли коэффициент вытеснения 0,58 для карбонатов??
Коэффициент вытеснения в модели совпадает с требуемым, а охват=0.77.
Каким образом определил Кохв? Он же на прямую не задаются.
Я вот подправлял фазовые (прижимал их к оси водонасыщенности)
Данная операция не меняет (почти) КИН на прямую, изменяет относительную проницаемость.
Т.е произошло укрупнение ячеек сетки с усреднением всех величин,но укрупненной ячейке теперь соответствует несколько фазовых?
Нет, будет одна фазовая для ячейки, надо менять фазухи для компенсации изменений в результате укрупнения.
Какие параметры для отключения скважин по "экономическим" параметрам? wct? min oil rate? или иное?
Есть ли масштабирование фазовых?
Вопрос еще в том, что карбонаты тоже бывают разные.
Плотные и трещиноватые, с низкопроницаемой матрицей, где основное движение флюидов происходит именно по трещинам и продуктивности скв. обусловлены трещиноватостью или карбонаты с хорошо проницаемой матрицей, где трещиноватость не имеет большого значения.
Методы моделирования в этих двух случаях будут различными.
В первом желательно построить модель двойной пористости, во втором можно для ускорения/упрощения обойтись традиционной моделью.
Отключение скважин по min oil rate =0.5 m^3, и по WLIM. Пробовал завышать min oil rate-
КИН падает, но возникают проблемы с обводненностью на некоторых скважинах.
Ну такой получается по логарифмической зависимости от подвижности , с керна!
Какой пласт-то моделируешь?
Как модельный КИН сопоставляется с КИН месторождений-аналогов?
Может все в порядке А ты паникуешь...
Масштабирование (upscaling) фазовых позволяет перенести зависимость подвижностей нефти и воды, померянных по керну (масштаб ~10 см), на гидродинамическую ячейку 100х100 м. Почитай тему на форуме про апскейлинг фазовых. Много написано.
Все-таки, интересно:
каким образом задаются концевые точки? массив sowc и swcr? константы на всю модель/зоны?
КИН к каким запасам считается? К утвержденным? Как соотносятся модельные и утвержденные?
Если относишь к утвержденным, то можно модельные подрезать, уложив в нужный допуск, но с отрицательной погрешностью.
Фазововой КИН вполне можно подрезать, нарисовать такую, чтоб F(S) переваливала за 0.98 на нормированной насыщенности 0,5 к примеру
Но это все авральное заделывание дыр, надо зрить в корень проблемы, а если не зрится - думать
Ну и фазовые само собой, только если даже они верные и все относительно корректно, надо будет переделывать геологию, соответственно пересматривать входные параметры всех скважин.
1. я обычно использую переданную от геологов зависимость коэффициента вытеснения от проницаемости, через SOWC=F(Кпр). на воспроизведение истории это практически не влияет, но на конечный КИН достаточно существенно
2. в MORE есть замечательная функция interpolation. задаём в каждой скважине (через координаты контрольных точек) значения SWCR, затем программа интерполирует значение по всему гриду.
т.о. удаётся изменить время поступления воды в скважину, причём поля получаются областями не сделанными вручную, т.е. не "заплатками"
Отключение скважин по min oil rate =0.5 m^3, и по WLIM. Пробовал завышать min oil rate-
КИН падает, но возникают проблемы с обводненностью на некоторых скважинах.
Что-то уж очень низкий параметр (min oil rate) ~ 0.4 т/сут.
А какие проблемы с обводненностью?
Остался открытым вопрос как определил Кохв=0.77
Смотрел в модели (геологической и гидродинамической) connected volumes?
Турнейский пласт.
А в каком регионе?
В Самаре Турней как правило низкопроницаемый с выраженной трещиноватостью.
Проектируя месторождения в MORE, столкнулся со следующей ситуацией - по результатам моделирования получаю КИН=0.46 для карбонатного коллектора, что не соответствует реальности и требованиям заказчика.
Проблема следующвя, если выставить oil min rate больше=1м^3, то низкодебитные скважины не успевают обводниться! Можно закрыть на это глаза и догнать общую обводненность увеличив ограничение по WLIM для хорошо обводняющихся скважин. Но это не совсем корректно!
Не совсем понял о каком КИН идет речь: технологический или экономический
Расчеты идут для проекта (ЦКР, ТКР, ГКЗ) или для внутренних нужд клиента?
Сколько поровых объемов прокаченно до достижения КИН=0.46?
Какие условия отключения скважин определил клиент?
Турней по всему Волго-Уралу с низкопористой и низкопроницаемой матрицей. Проницаемость в основном благодаря трещиннам. Да и в Тимано-Печорской провинции то же самое
Расчет ведется для защиты в ЦКР. Требуемый заказчикои min rate=1 m^3.
На счет кол-ва поровых объемов сейчас не скажу-нет модели под рукой.
Интересно а откуда реальность известна ?
Совет тут никто идеальный не даст, это же не таблица умножения в которой арифмитическая ошибка. Попробуй возьми параметры модели и посчитай несколько главных цифр в экселе. Тогда сразу станет ясно где копать надо. Если в экслеле также получится как и в моделе значит все ок, можно начинать думать где может быть подвох, надо смотреть данные по керну, каратожу - искать причину низкого КИНа.
Реальность может быть известна по опыту разработки подобных месторождений.
КИН всегда будет выше, подробнее читайте дискуссию "об охвате" - это прямое следствие.
КИН зависит только от SOWC (конечной нефтенасыщености) и практически не зависит от плотности сетки.
Если модель не идёт на экспертизу, подбирай SOWC по характеристике вытеснения, это не даст получить "огромный" КИН. Вообще моделируя именно разработку месторождения в целом, обговори с заказчиком какой бы КИН их устроил заренее, потому-что модели "натягиваються" на "ожидаемые" цифры.
Это не машинки предсказания. Это обоснование фантазий заказчика.
Если модель будет проходить экспертизу - после подбора SOWC изменяй относительные фазовые проницаемости укладывая нефтяной "хвост" практически в ноль, и задирай XKRW на максимум. Этим приемом можно добиться насильственого заливания скважин водой.
К сожалению, адаптация при любых манипуляциях с SOWC меняется, и должна изменится.
Это остальные борятся с добычей дополнительной нефти, мы сражаемся за её уменьшение.
Можно уточнить, какие именно кривые вытеснения были использованы для оценки КИН?
Все зависит от конкретной модели, степени детализации, фазух и пр... оцень много факторов влияет на конечные объемы добытой нефти... и как следствие на RF...
Слишком много допущений делают специалисты по моделированию при создании модели. У каждого специалиста свои методы адаптации... Т.е. очень многое субъективно
Инструментарий в моделировании очень богат, и намоделировать можно такое, что будет иметь очень мало общего с реальностью, при том что сходимость модель-факт будет высока...
В общем мое мнение, смотреть на КИНы, полученные по результатам моделирования нужно очень осторожно...
Но тем не менее, корректно построенной модели я все же доверяю больше, чем методикам, которые практически не учитывают конкретное геологическиое строение залежи... Хотя и на них все же стоит обращать внимание...
Есть у нас примеры месторождений, для которых методики дают близкие к нулю или даже отрицательные значения RF.
"Можно уточнить, какие именно кривые вытеснения были использованы для оценки КИН?"
Обводненность по месторождению 72%. Оценка по разным методикам. Не промажешь.
Прочитайте далее сами -
"инструментарий в моделировании очень богат, и намоделировать можно такое, что будет иметь очень мало общего с реальностью, при том что сходимость модель-факт будет высока...но тем не менее, корректно построенной модели я все же доверяю больше"
У вас не возникло когнитивного диссонанса? Что такое по вашему корректно построенная модель?
Я бы посмотрел на того эксперта который прочтет ваше "Сходимость модель-факт плохая, но субъективно модель правильная" и наоборот "Хоть кросс-плоты и хорошы, и гистограммы как надо, но модель отвратительная".
Корректность модели описывается регламентом. Корректность и адаптивность суть одно и тоже.
(Хотя о какой корректности можно говорить при решении некорректно поставленой задачи?).
"Все зависит от конкретной модели, степени детализации, фазух и пр... слишком много допущений делают специалисты по моделированию при создании модели. У каждого специалиста свои методы адаптации... Т.е. очень многое субъективно... но тем не менее, корректно построенной модели я все же доверяю больше, чем методикам, которые практически не учитывают конкретное геологическиое строение залежи... "
Последнее предложение перефразирую
"... но тем не менее, корректно построенной модели я все же доверяю больше, чем фактическим данным разработки".
И можно добавить к вашим словам, так часто слышимое и читаемое практически в каждом разделе посвященном моделированию "..необходимо доизучить залежь, провести комплекс исследований, получить больше данных, еще больше данных, еще больше данных, уточнить модель и бла-бла-бла".
Как вы думаете, господин Волков, можно ли в реальные сроки (до года) создать корректную (или адекватную, как хотите) модель многопластового (3 объекта) месторождения с сороколетней историей, фондом скважин в 200 единиц? Как вы отнесетесь к полям нефтенасыщенности такой модели и к картам изобар?
Имеете ли вы опыт создания таких моделей, и если имеете, покажите кросс-плоты по накопленной нефти, и гистограммы распределения фонда скважин по количеству адаптированных скважин. Покажите сравнительные графики забойного и пластового давления.
Ни коим образом не хочу прицепиться к вашим графикам и сомневаться в вашем опыте. Это ничего не докажет, и мне это не нужно.
Можно выделить "Адаптацию" в отдельную тему, потому как при создании ГДМ 90% времени отводиться именно под нее.
С уважением, Роман К.
Приведу пример в поддержку тезиса - кросс-плоты и гистограммы правильные, но модель г@вн@:
В распределении свойств использовалась, не думая, любая стохастика. Распределние выдержано, просто прелесть! Но вот если смотреть внимательно, то к реальному геологическому строению залежи эта "аппликация" ничего общего не имеет. В дальнейшем это все апскелиться.
Математическй аппарат софта, как ему и положено, осредняет как положено, сохраняя все среднии, отклонения и пр.
Но модель никуда не годится.
Это не критика стохастики, а описание встречающихся вариантов.
В свою очередь гидродинамик, чтобы получить, что ему надо, корежит поля проницаемостей и фазухи. Результат - история сбита, о потраченном времени умолчу. О нем ГДнамики в курилке будут трындеть округляя глаза.
Результат - модель принята, эксперты довольны. А прогноз никуда не годится.
Софт, предназначенный для моделирования, позволяет сделать правильные и обоснованные выводы, при корректном его применении.
Надо уметь им пользоваться.
Помниться много лет назад в ынете гулял боян о советском мужике купившем то ли Бентли, то Ролс-Ройс. Первый восторг и все последующие злоключения. (вот и сцылочка
Вывод был лучше Жигулей ничего нет.
Так вот не стоит уподобляться этому товарищу.
Какое то перкладывание с дурной головы на больную. Понятно, что геологическое строение это вещь достаточна условная и ждать, что нарисуют супер-пупер точную модель не то что надежд нет. Их не может быть в принципе.
Кинуть камень в сторону геологов легко.
Какие тогда, по вашему мнению, критерии нужны для создания точной модели?
P.S. Со стороны геологов в сторону модельеров камней можно накидать намного больше, так что не поминайте геологию всуе. Квадратики и прямые палки, какая уж тут стохастика.
Еще оффтопика - тем кто занимался двойной средой. В mored и в eclipse переток между матрицей и трещиной не влияет на результат. Объясните?
RomanK. Не надо оффтопить, открывайте новую тему. V.Volkov
Отчего же перекладывание с больной головы на здоровую?
Я сам геолог, и довольно долго практиковал геомоделирование. И моделей повидал не мало.
Как не возможно построить дом без фундамента, так и ГД модель без нормальной геомодели не возможно создать.
Иначе пойдут в ход проницаемые "струны", не проницаемые стенки, чытобы сбить показатели.
Критерий правильной геомодели - соответствие существующей концептуальной модели пласта в голове у геолога. Если упомянутой головы нет, то (_@_).
То же справедливо и по отношению к ГДнамикам.
Использования статзависимостей в этом отношении много проще, меньше надо думать. Построил кросс-плот и, алга, экстраполируй.
Так и хочется воскликнуть - А что не г@вно, брат?
Судя по вашим словам у вас нет опыта гидродинамического моделирования.
Правильно построеный дом не гарантирует счастья живущей в нем семьи.
По теме -- завышеный КИН в модели получается в результате неверной геомодели? Пффф...
По теме -- плотность сетки не влияет на КИН из-за неверной геомодели? Пффф...
Я замечаю, что Вы часто киваете в сторону мистических ошибок в гео-модели, дескать видали много кривых моделей и всё такое.
Я не говорю о моделях в которых допущены по недоразумению технические ошибки, и явные недоразумения -- видали и такое.
Барьеры, поддоны, колодцы необходимые инструменты гидродинамика, гидромодель возможно создать практически на любой геомодели.
Вы пробовали на своей самой лучшей геомодели раставить скважины, запустить их в работу и сравнить с историей?
Хотя бы просто под отборам, без давлений?
И что, часто видите хорошие модели? Пффф...
Эй, геолог - не морочь голову - подготовь сетку - отойди в сторону.
Пора удаляться в свои треды и пытать Вас цифрами, потому как вопросы "по существу" заставляют Вас уходить в классические слова о моделях.
Считайте это как легкой позитивной критикой Вашего ответа не по существу. Ничего личного.
С уважением, Роман К.
you'd better follow one simple rule: <keep it simple>
Я всего лишь попросил показать Вашу "хорошую" модель.
Вы всетаки из тех кто не моделируя утверждает что "на моделях всё можно, это просто у вас модель неверная".